基于MPC的火電廠脫硝控制系統優化方法

林遠征 覃 洋

（國電福州發電有限公司，福建福州350309）

0 引言

我國對燃煤火電污染物排放的環保要求日益嚴格。2018年4月，中華人民共和國生態環境部發布的《燃煤電廠超低排放煙氣治理工程技術規范》要求：“在基準氧含量6%條件下，燃煤電廠標態干煙氣中顆粒物、SO2、NOx排放濃度分別不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3，簡稱超低排放。”[1]目前我國燃煤機組的脫硝系統主要采用SCR脫硝技術。選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）是指在O2和催化劑存在的條件下，用還原劑（如NH3等）將煙氣中的NOx還原為無害的N2和H2O的工藝[2]。

燃煤電廠為保證凈煙氣NOx濃度超低排放達標，需對鍋爐煙氣排放進行超高精度控制，但由于SCR脫硝法反應復雜，脫硝效率受到催化劑活性、NOx濃度測量穩定性、煙氣流量及流速、爐膛風量、脫硝入口溫度、還原劑品質及使用量的影響，大多數采用傳統PID控制方法的脫硝自動控制系統無法長期穩定運行。眾多燃煤電廠被迫選擇使用過量噴氨的方式，以確保污染物排放達標。過量噴氨的脫硝方式，將導致機組運行經濟性下降，同時易造成脫硝系統下游設備（如空預器、電除塵器）堵塞等故障，給機組運行帶來安全隱患。

針對傳統PID控制方法在火電機組脫硝系統中自動控制效果差的問題，本文提出了基于MPC的火電廠脫硝控制系統優化方法。經實踐應用證明，MPC可實現對機組噴氨量的精準控制，有效控制脫硫出口凈煙氣NOx的排放，降低脫硝出口氨逃逸量，緩解脫硝系統下游設備的堵塞壓力，提高機組運行的經濟性及安全穩定性。

1 脫硝系統概述

某電廠2號機組為600 MW燃煤汽輪發電機組，鍋爐為超臨界壓力、循環泵啟動系統、前后墻對沖燃燒、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、全鋼構架直流爐。

脫硝系統采用SCR法，設計脫硝效率可達80%，催化劑層設計為兩層運行、一層備用，催化劑采用蜂窩型式。SCR法所用還原劑來自尿素水解反應器加熱生成的氨氣。SCR反應器分左右兩臺設置于省煤器出口與空預器入口之間，反應器斷面尺寸為15 150 mm×11 100 mm，高約18 800 mm。

脫硝CEMS 系統采用西克麥哈克儀器有限公司的SMC-9021系統，脫硝入口采用SICK S710煙氣分析儀，脫硝出口采用SICK GMS810煙氣分析儀。

DCS控制系統采用西屋控制有限公司的Symphony集散控制系統，包括DAS、FSSS、SCS、ECS、MCS（含FSCS、FSSS等）子系統。

2 問題分析

該電廠2號機組自2010年脫硝系統改造以來，使用傳統單回路PID控制方法，將脫硝出口NOx作為控制目標進行控制，但實際控制效果較差，導致運行人員被迫頻繁手動干預進行過量噴氨，以確保凈煙氣NOx排放達標。長期的過量噴氨，增加了尿素原料的消耗，導致企業生產成本升高；過量的氨氣會在脫硝系統下游設備（空預器、電除塵）生成硫酸氫氨凝結物，使設備存在堵塞、腐蝕的安全隱患。因此，脫硝控制系統迫切需要進行優化改造，以保證自動噴氨的可靠投入，實現噴氨量的精準控制，降低脫硝出口的氨逃逸量，保護脫硝系統下游設備的健康運行，確保凈煙氣NOx排放達標。

經分析總結，傳統PID控制法在該電廠2號機組脫硝控制系統中難以實現噴氨量的穩定投入的原因如下：

（1）脫硝系統出口NOx測量值與脫硫系統出口凈煙氣NOx測量值（環保測量值）不一致，存在“倒掛”現象。脫硝出口煙道截面巨大，實際運行中煙氣偏流嚴重，導致脫硝出口煙道NOx分布均勻性差；而脫硝系統兩側出口NOx采樣測量方式較為落后，均使用單點采樣探槍進行采樣，采樣結果代表性較差。

（2）脫硝系統采用6組渦流混合型AIG均等布置于上升煙道中，粗獷的布氨風格造成脫硝出口煙道氨逃逸嚴重，局部區域氨逃逸峰值高達4.23 mg/m3。

（3）脫硝CEMS系統的吹掃對脫硝出口NOx的測量存在極大干擾。為防止脫硝出口煙氣采樣裝置堵灰，脫硝CEMS系統每隔4 h利用儀用空氣對煙氣采樣裝置吹掃一次，而脫硝系統NOx測量值則在吹掃期間失真。

從圖6可以看出，在橡木桶陳釀前期，獼猴桃果酒中的酚類物質含量迅速減少，原因主要是酒液中的溶解氧與酚類物質發生了氧化聚合反應，形成了復雜的化合物；隨著陳釀的進行，酒液中的溶解氧趨于穩定，酚類物質含量變化也逐漸趨于平緩[34]。隨著陳釀的進行，帶有苦澀味道的酚類物質逐漸氧化聚合，形成一系列的低聚合化合物，使得獼猴桃果酒的口感變得逐漸醇厚。

（4）環保考核目標與傳統PID脫硝法的控制目標存在脫節。傳統PID脫硝控制法控制的是脫硝島出口NOx，而脫硫塔出口凈煙氣NOx才是環保考核目標，NOx測量值由于存在“倒掛”現象，難以通過脫硝出口NOx的自動調整實現對脫硫出口凈煙氣NOx的穩定控制。

（5）如果以脫硫出口凈煙氣NOx作為傳統PID脫硝法的控制目標，煙氣需要經過脫硝島、空預器、電除塵器、引風機、脫硫塔，整個煙氣排放過程耗時較長，被控對象存在嚴重的大時延，難以實現有效可靠的精準控制。

（6）催化劑的鈍化與中毒，導致NOx脫除量降低。在理想狀況下，催化劑將在無限長的時間內降低NOx的排放，但是在實際的SCR裝置運行過程中，總會由于煙氣中的堿金屬/砷/催化劑的燒結、催化劑孔的堵塞、催化劑的腐蝕以及水蒸氣的凝結和硫酸鹽、硫銨鹽的沉積等原因，使催化劑活性降低或中毒[3]。

3 脫硝系統優化方法

該電廠通過脫硝流場優化改造、氨氮一體化網格取樣測量裝置改造，增加外掛模型預測控制（Model Predictive Control，MPC）系統，以實現脫硝自動控制優化。

（1）通過在脫硝入口煙道中布置多組導流板，在水平煙道內加裝三角形大范圍混合裝置，實現煙氣大范圍混合，提高脫硝煙道NOx濃度場、溫度場在不同負荷下的均勻性。

（2）將渦流混合型AIG更換為格柵型AIG，從而實現布氨均勻性。

（3）將脫硝出口采樣裝置改造為氨氮一體化網格取樣測量系統，改善脫硝CEMS系統的測量結果代表性。

MPC輸出如圖1所示。

圖1 MPC輸出

4 MPC主要優化內容

（1）將脫硫出口凈煙氣NOx濃度值、脫硝出口NOx濃度值一并納入控制目標，設定脫硫出口NOx控制優先級高于脫硝出口NOx，形成串級控制。

（2）建立脫硫出口NOx與脫硝系統運行參數間的完整模型，通過MPC預測脫硫出口凈煙氣NOx濃度的波動趨勢，解決了被控對象（脫硫出口NOx）測量時延大的問題。

（3）多變量預測控制算法由于在西屋控制有限公司的Symphony集散控制系統上難以實現，所以選擇算力強大的工控機外掛MPC系統，通過DCS-COM通信卡件，利用MODBUS通信采集脫硝系統及凈煙氣NOx等相關數據，辨識后在外掛MPC系統中建立優化模型，通過模型實時計算獲得當前工況的最優指令并送至DCS，指導DCS實現脫硝噴氨自動控制。

（4）尿素水解的氨氣混合物由于雜質較多，脫硝系統長期投運后，噴氨調節閥易受雜質影響而發生調節特性的改變，為保證噴氨流量穩定并克服噴氨調閥到凈煙氣NOx純延遲大的問題，增加內回路流量PID控制。

（5）脫硫出口相較于脫硝出口，煙氣中的NOx混合更加均勻，故而凈煙氣NOx測量代表性高于脫硝出口測量值NOx。當脫硝CEMS吹掃時，通過辨識脫硫出口NOx的變化趨勢，獲得實時NOx模型輸出值，從而代替吹掃期間的脫硝出口NOx失真值，有效解決CEMS吹掃失真問題。

（6）為保證脫硝系統的安全穩定運行，設置多種MPC保護措施：1）MPC外掛服務器獨立于DCS，保留DCS原有控制邏輯；2）當MPC與DCS通信中斷時，在DCS畫面上進行光字牌報警，并將控制切回DCS方式控制；3）MPC外掛服務器實時檢測DCS發送過來的參數品質，若檢測到任一數據點位為壞品質，則立即將控制方式切換至DCS常規控制，同時在DCS上進行光字牌報警。

5 應用效果

脫硝自動控制經過MPC系統的優化后，當機組負荷較為穩定時，凈煙氣NOx濃度波動范圍不超過±5 mg/Nm3；當機組負荷大范圍波動時（或AGC模式下），凈煙氣NOx濃度波動范圍不超過±8 mg/Nm3。同時，在脫硝出口NOx濃度測量出現突變故障或失真時，MPC系統能夠根據凈煙氣NOx濃度的變化趨勢及時修正噴氨流量的控制指令，保證煙氣排放達標，避免被環保考核。具體應用情況如下：

（1）在機組負荷較平穩時，MPC優化下的脫硝噴氨量能夠自動穩定投入，且凈煙氣NOx最大波動幅度不超過±5 mg/Nm3。負荷較平穩階段控制效果如圖2所示，當負荷從368 MW下降至356 MW的過程中，凈煙氣NOx變化平穩，波動最大值為4.57 mg/Nm3。

（2）在鍋爐負荷大幅度波動階段，MPC優化下的脫硝自動控制依然能夠穩定投入。大幅度變負荷階段控制效果如圖3所示，負荷從362 MW升到412 MW后又下降至372 MW，最終上升至409 MW的全過程中，凈煙氣NOx波動幅度不超過±5 mg/Nm3，波動最大值為3.11 mg/Nm3。

6 結語

圖2 負荷較平穩階段控制效果

本文通過分析某電廠2號機組噴氨自動控制所存在的問題，運用MPC對SCR參數進行辨識建模并預測控制，所建模型時延小且能準確反映實際值的變化情況，具有較好的動態響應速度。經MPC優化后的脫硝自動控制系統在電廠應用效果良好，利用MPC能有效降低凈煙氣NOx的波動幅度，實現對噴氨量的及時精準控制，極大地緩解了脫硝系統下游設備的堵塞壓力，有效減少了機組運行成本，提高了脫硝系統自動控制水平。

圖3 大幅度變負荷階段控制效果